Fascicoli 2017

Nel I trimestre 2017 la stima ENEA dei consumi di energia primaria indica una crescita di poco meno di 1 punto percentuale rispetto al corrispondente periodo del 2016. Il trimestre si è caratterizzato per un altro forte aumento dei consumi di gas naturale (+9%, dopo il +14% del IV trimestre 2016) e un’altra drastica caduta dell’import netto di elettricità (-29%, dopo il -60% del IV trimestre 2016). Cala ancora leggermente il carbone, restano stabili petrolio e fonti rinnovabili.

Le variazioni di maggior rilievo hanno riguardato il settore elettrico. La produzione elettrica nazionale è in aumento del 6,4% rispetto all’anno precedente, e il 73% di questa produzione è venuto dalla termoelettrica, con un picco del 77% a gennaio, valori che non si registravano da un decennio. Tre fattori hanno determinato questi cambiamenti: la riduzione delle importazioni di elettricità (con un picco del -68% a gennaio), legata al fermo temporaneo di parte degli impianti nucleari francesi tra fine 2016 e inizio 2017; il periodo di scarsa idraulicità, che ha portato la produzione idroelettrica all’ottavo trimestre consecutivo di scostamento negativo rispetto alla media degli ultimi dieci anni (un trend proseguito ad aprile 2017, quando si è registrato un calo del 30%); la continuazione del trend di sostituzione del carbone con gas, iniziato nel 2016 sulla spinta del forte aumento dei prezzi del carbone. Tutti e tre questi fattori hanno favorito la ripresa del ruolo del gas nel mix di generazione, che nel primo trimestre 2017 è aumentato di un altro 18%, dopo il +27% del IV trimestre 2016.

La domanda di gas naturale è stata inoltre trainata dalle temperature più rigide registrate in particolare a gennaio (+21% la domanda di gas in quel mese). Insieme a una moderata ripresa dei consumi di energia dell’industria, l’aumento dei consumi per riscaldamento del settore civile è stato il principale driver della crescita dei consumi finali (+1,5%).

L’inverno 2016/2017 ha fatto emergere alcune fragilità del sistema energetico italiano che negli ultimi anni erano state sottovalutate, e mostrato come la transizione energetica italiana continui a presentare aspetti problematici. La riduzione delle importazioni di elettricità in seguito alla fermata di diversi impianti nucleari francesi, insieme a un gennaio relativamente rigido e, in misura meno rilevante, a una ridotta idraulicità, sono i fattori che hanno evidenziato in modo efficace la stretta interdipendenza fra i mercati dell’elettricità e del gas, e le loro rispettive fragilità. Allo stesso tempo, il forte aumento della produzione interna di elettricità e la ripresa della domanda di gas per usi finali hanno determinato il secondo aumento trimestrale consecutivo delle emissioni di CO₂, che nel 2017 potrebbero raggiungere livelli simili a quelli del 2013. Infine, anche sui mercati dell’elettricità e del gas si sono verificate tensioni, il cui impatto sui prezzi agli utenti finali si deve ancora registrare. Tutti questi aspetti sono ben sintetizzati dall’indice sintetico della transizione energetica ISPRED elaborato dall’ENEA, che nel I trimestre 2017 presenta un deciso calo (-10% rispetto al I trimestre 2016), come conseguenza di un peggioramento in tutte e tre le dimensioni del trilemma energetico.

L’indice specifico relativo alla decarbonizzazione è in calo del 12%, perché dopo che nei primi nove mesi del 2016 le emissioni di CO₂ erano scese grazie alla sostituzione del carbone con gas naturale nella termoelettrica, negli ultimi due trimestri le emissioni di CO₂ sono tornate ad aumentare (+2,8%), in corrispondenza con la riduzione dell’import elettrico e con le temperature più rigide di gennaio. Resta da capire quanta parte di queste recenti tendenze sia congiunturale e quanta parte sia invece legata a fattori strutturali. Ma una prospettiva di più lungo periodo mostra comunque che, con la fine degli impulsi depressivi sulla domanda di energia legati alla recessione economica, il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di CO₂ sembra essere divenuto problematico, in particolare per i settori non-ETS. Allo stesso modo, anche lo sviluppo delle fonti rinnovabili procede a ritmi più lenti di quelli coerenti con il target di lungo periodo: come negli ultimi due anni, la quota di fonti rinnovabili sui consumi finali continua a crescere al ritmo del 2% annuo, insufficiente a raggiungere l’obiettivo del 27% dei consumi entro il 2030.

Dal lato della sicurezza energetica, l’indice sintetico risulta in calo del 3% rispetto al primo trimestre 2016, a seguito di peggioramenti significativi degli indici di sicurezza del sistema elettrico e del sistema gas, mentre mostra un moderato miglioramento l’indice relativo al sistema petrolifero. Nel caso del sistema elettrico, sebbene la richiesta totale di energia resti sui minimi dell’ultimo decennio, la riduzione forzata delle importazioni nette (-68% a gennaio), combinata con i picchi di domanda registrati a gennaio, ha evidenziato la possibilità di problemi di adeguatezza del sistema, ben rappresentati dal ridotto margine di riserva raggiunto nella zona Nord e dai picchi di prezzo sia sul Mercato del Giorno Prima (+36% il prezzo medio di acquisto sulla borsa elettrica nel primo trimestre 2016, 94 €/MWh la media giornaliera nella zona Nord a gennaio) sia sul Mercato dei Servizi del Dispacciamento. Inoltre, in linea con le valutazioni di ENTSO-E, anche le simulazioni ENEA mostrano che, in caso di combinazione di condizioni estreme (alte temperature, bassa produzione da fonti rinnovabili non programmabili, bassa idraulicità), nel corso della prossima estate potrebbero verificarsi problemi di adeguatezza in particolare nella zona Centro-Nord. A questo si aggiungono le preesistenti problematiche legate alle crescenti necessità di flessibilità del sistema e alla capacità del mercato di fornire segnali adeguati per gli investimenti in nuova capacità. Nel caso del sistema del gas naturale è significativo che la domanda di punta sia tornata su livelli non lontani dai massimi storici (425 Mm³ il 14 gennaio), inducendo i decisori a dichiarare il livello di “allarme” sul sistema gas, il secondo dei tre livelli di crisi previsti dal Piano di Emergenza, invitando gli importatori ad aumentare le importazioni da tutti le fonti di approvvigionamento, anche per contenere i prelievi da stoccaggio. Anche in questo caso ne hanno risentito i prezzi, con lo spread PSV-TTF che a gennaio ha raggiunto una media mensile di quasi 4 €/MWh. L’analisi di questi eventi mostra che il margine rispetto al picco di domanda si conferma limitato e che in un orizzonte di breve periodo, nel caso in cui si combinassero situazioni climatiche relativamente estreme e non vi fosse la completa disponibilità di tutti i punti di entrata nella rete nazionale, potrebbe risultare difficoltoso sia il rispetto della regola N-1 sia la copertura dei picchi di domanda a fine inverno. Infine, nel caso del sistema petrolifero la situazione italiana resta abbastanza rassicurante per l’approvvigionamento di greggio e la disponibilità di prodotti petroliferi, anche grazie alla produzione interna di greggio (+7%) che ha superato la fase critica di metà 2016; inoltre, è risultato in crescita l’utilizzo degli impianti (+13%), nonostante un lieve peggioramento dei margini di raffinazione, comunque contenuto se si considera il contemporaneo aumento del prezzo del petrolio.

Riguardo ai prezzi dell’energia elettrica pagati dalle imprese italiane, si registra mediamente un leggero calo (compreso tra -0,3% e -0,7%) rispetto al primo semestre 2016, per tutte e tre le fasce di consumo. La riduzione dei prezzi è però la risultante di un calo nel primo trimestre e di una leggera ripresa nel secondo trimestre, dovuto prevalentemente all’aumento dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica nel primo trimestre dell’anno, a seguito dei rialzi delle quotazioni registrati sul mercato all’ingrosso.

Sul fronte dei prezzi del gas, nella seconda parte del 2016 si è ridotto il divario dagli altri maggiori Paesi europei, perché nel secondo semestre l’Italia ha registrato un calo dei prezzi decisamente più marcato (-7%) rispetto ai cali dell’UE-28. Nel confronto con il II semestre del 2015 la variazione dei prezzi italiani è invece in linea con quella degli altri maggiori Paesi UE, per cui andrà verificato quanto la riduzione del divario del II semestre 2016 si possa considerare permanente. In effetti le stime ENEA relative al primo semestre del 2017 evidenziano un nuovo cambiamento di tendenza, in quanto i prezzi al netto delle imposte deducibili risultano in crescita per tutte e tre le fasce di consumo considerate. Resta stabile su livelli molto elevati il differenziale di prezzo tra piccola e alta utenza industriale (+88%).

Questo numero dell’Analisi trimestrale contiene anche un Focus di approfondimento della dinamica del peso dell’energia sui costi dell’industria italiana, da cui emerge tra le altre cose che la crisi economica sembra aver portato a un peggioramento della posizione relativa dell’industria italiana energy intensive.

In conclusione, nel breve-medio periodo sarà importante capire in che misura i fattori congiunturali che hanno determinato le criticità emerse negli ultimi mesi possano divenire strutturali. Le prospettive incerte del parco nucleare francese (negli scenari ENTSO-E la riduzione della potenza nucleare francese entro il 2030 è compresa tra il 10 e il 60%), la possibilità che i cambiamenti climatici già in atto abbiano effetti di lungo termine sull’idraulicità come anche sui picchi di caldo estivo, la possibilità che si verifichino nuovamente picchi invernali della domanda di gas vicini ai massimi storici (come delineato ad esempio dagli scenari elaborati da ENTSO-G), sono altrettante ragioni per ritenere che l’eventualità che le criticità recenti si protraggano nel tempo non possa essere esclusa a priori. Laddove queste nuove ragioni di criticità si sommassero a quelle preesistenti, che già coinvolgono tutti e tre gli aspetti del trilemma energetico, le difficoltà della transizione energetica italiana ne risulterebbero ulteriormente accentuate. Questo numero dell’Analisi trimestrale del sistema energetico italiano mostra tra l’altro come questi temi così rilevanti fatichino a trovare spazio nella principale stampa generalista italiana.